安保峰

摘要：石油在我们的生活中发挥的作用越来越大，人们的生活越来越离不开石油资源。在对于石油的开发中，我们发现会出现油层能耗消耗殆尽，对于辽河油田盆地面临严峻的开发形势，复杂断块构造破碎难以形成面积注采井网，是构造体系无不受其牵动。使得采收率难度大等原因。

关键词：注水问题;开发;问题;对策

1概况

1.1油藏概况

油区所辖油田主要位于辽河盆地东部凹陷北部、开鲁盆地陆家堡凹陷和彰武盆地张强凹陷，勘探面积4062km2，预测资源量6.4×108t，管理着开发牛居、青龙台、茨榆坨、科尔沁和科尔康（M块）等10个油田，探明含油面积178.77km2，探明石油地质储量20264.93×104t。截止2019年12月，全厂投入开发区块98个，已动用含油面积132.96km2，石油地质储量15077.97×104t，可采储量2601.86×104t，标定采收率17.3%，其中低渗透油藏含油面积41.77km2，石油地质储5226.23×104t，可采储量781.59×104t，标定采收率15%。注水开发区块56个，石油地质储量13730.41×104t，占比91.1%。未注水区块42个，石油地质储量1347.56×104t，占比8.9%，主要以边部碎小区块为主。

1.2开发现状

截至2020年1月，共有油井1170口，开井719口，日产液7524t，日产油1201t，综合含水84.02%，采油速度0.29%，采出程度12.49%，累积注采比0.72，累积亏空2336×104m3。其中注水油田共有油井1071口，开井659口，日产油1055t，综合含水84.72%，采油速度0.28%，采出程度12.49%;注水井273口，开井150口，日注水6505m3，月注采比0.80，累积注采比0.80，累积亏空1957×104m3。

2注水开发存在的问题

2.1复杂断块构造破碎，难以形成面积注采井网。近年来，研究对象从高阶转向低阶，发现油藏从整装油气藏转向微幅度复杂构造油气藏、从构造油气藏转向岩性单砂体油气藏、低渗裂缝油藏，资源品质逐渐变差，低渗油藏占比达到 %。新区块构造复杂、含油幅度小、综合含水高，难以形成整装、规则、面积注采井网，整体注水开发难度加大，天然能量开发产量上升快、递减快，2019年自然递减率为33.2%，预测最终采收率为17.2%。

2.2中高渗油藏平面纵向矛盾突出，水淹水窜严重。注水油田中，中高渗透油藏占比 %，含油井段长（1522-3300.0m），油层厚度薄（平均单井2.5m），非均质性较强，级差变化范围从1.22到784.4，渗透率变化范围大，在0.001-1.786μm2。储层经过多轮注水调整，主力油层水洗严重，纵向上存在“优势通道”，水驱动用程度仅52.5%。

2.3低渗油藏储量规模大，水驱效果差。全厂探明低渗储量9565.07×104t，占全厂探明储量的47.1%，投入开发储量5226.2×104t，以Ⅱ、Ⅲ类油藏为主，占全厂的34.7%，2019年年产油10.6×104t，占全厂产量的24.0%，储量规模大、产量贡献偏小。

2.4注水开发方式单一，采收率提高难度大。目前已开发油藏主要采用常规注水和深部调驱进行开发，其中常规注水区块（扣除目前停注区块）地质储量9288.44×104t，占比61.6%，年产油28.88×104t，占比65.6%，目前91.3%的储量已进入开发后期，综合含水达到89.41%，采收率15.0%，依靠常规水驱难以进一步提高采收率

3具体工作部署

对策一：针对构造破碎、储层水淹严重的问题，推进注采井网精细治理工程

以完善井网、改善水驱为主线，抓好单砂体刻画、重建注采井网、完善注采对应关系、推进点状注水等“一项研究三项治理”工作，每年集中治理3个区块，预计实施后产量规模上升至16.2×104t，水驱控制程度由62.6%提高至70.5%，自然递减率下降15.2%，注采井数比上升0.15，综合含水控制在84.0%。一是精细单砂体刻画，重新评价注采连通关系。重点对8个区块开展精细油藏描述，覆盖地质储量3512.36×104t。地层划分标准由砂岩组细化到单砂体，以单井为基础的由点及线到面的研究方法，对403口油水井进行刻画，重新认识单砂体的沉积微相、内部构型、叠置关系、接触类型等，实现刻画率76.8%、连通状况落实率85%，应用刻画成果优化完善注采系统。二是缩小井距重建井网，充分动用井间剩余油。针对部分区块高含水、长井段、层间矛盾突出，剩余油分布在井间难以驱替的问题，将原220-250m井距缩小至150-170m，部署加密油水井70口重建注采井网，配合实施注水井转注、复注、侧钻等工作量135口，预计增加水驱储量139.7×104t，提高采收率3.5%。重点治理6个区块，已完成2个区块研究部署、正研究4个区块。三是完善注采对应关系，开展局部调整。在单砂体刻画认识基础上，针对井网相对完善、单砂体成藏、井组连通性差的问题，进行注水井组分批评价、分类治理，分别采用侧钻、补层、重组、转注等工作进行完善，平均每年实施27井次，重点完善4个区块，提高水驱储量动用程度7.7%。四是推进新区实现注水、点状注水。针对构造复杂区块难以形成井网的问题，持续推广点状注水，重点保证4个新区实现注水，水驱控制程度提高至75%，降低自然递减率5.3%。

对策二：针对常规水驱效果差的问题，推进开发方式转换工程

以优化产量结构、优化开发方式为依托，建立“四个深入、四个联合”机制，深入评价储层渗流状况、深入评价剩余资源潜力、深入对比储层物性参数、深入研究油藏适应性开发方式，联合研究院开展方案编制体系筛选、联合设计院进行整体规划、联合钻采院进行工艺优化、联合生产基建部分进行地面建设，按照股份公司重点项目、油田公司重点试验两个层次，优选6种开发方式38个潜力区块，覆盖地质储量11839.43×104t，三年重点对17个区块进行方式调整，预计提高采收率14.2%，全部实施后年产油规模由25.2×104t上升至28.6×104t，平均单井日产油增加0.7t，开井率提高2.9%。一是推进三项试验一项接替。为动用外围低渗稠油难采储量，在M块进行火驱试验，列为股份公司重点项目，已完成方案审查、现场设计、专项投资下达等工作，整体规划121个井组，三年准备实施25个井组。针对采收率低的问题，2021年重点对两个千万吨储量区块开展化学驱试验，三年规划27个井组。其中M块下层系化学驱、上层系及边部水平井及立体注水的复合开发模式，目前正开展方案编制和体系筛选。针对低渗水驱困难、开发效益差的问题，2021-2022年重点对M74、M606块开展气驱试验，近三年规划14个井组，目前正进行基础研究。推进深部调驱与化学驱的有序接替，深部调驱2020年实施43个井组、2021年实施39个井组、2020年实施25个井组，调驱区块逐步转入化学驱开发。二是规模实施蒸汽吞吐。针对普通稠油粘度大、水驱采收率低的问题，2019年在茨12-155井开展成功试验，日产油是常规投产的3倍。基于试验认识，在3个块以热采井网规划产能井86口，平均每年实施29口，培育三个日产百吨区块，采收率提高3.2%。三是转变低渗注采开发模式。针对低渗油藏裂缝发育、地层压力系数低、岩石脆性指数低等技术瓶颈，集成水平井分层开发、直平组合立体注水、储层改造形成人工缝网三项核心设计，组合高效体积压裂、可溶速钻桥塞、多功能压裂液体系三项关键技术，运用市场化钻井合作机制、关键参数经济优化、压裂液重复利用三项降本措施，2018-2019年在M2塊实施水平井+直平组合注水试验成功，恢复区块日产油90t。2020-2022年在M2、M1等区块进行推广，规划水平井23口、注水21个井组。辅以市场化钻井压裂谈判机制，降低新井投资644万元/口，实现低渗有产量有效益开发，平均日产油由1.1t提高至2.4t，单位基本运行费由1967元/t下降至1055元/t。